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6 abril, 2026

Los Toldos II Este fue presentado al RIGI: el proyecto de Tecpetrol sumará 70.000 barriles diarios

Tecpetrol y GyP presentaron el proyecto Los Toldos II Este al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata de un desarrollo de shale oil que prevé una inversión inicial de 2.400 millones de dólares hasta 2028 y permitirá consolidar el crecimiento de la industria hidrocarburífera en Neuquén.

Se ubica en el hub norte de Vaca Muerta, a unos 30 kilómetros de Rincón de los Sauces, una zona que viene ganando protagonismo en la expansión del shale. Será operado por Tecpetrol en asociación con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), con una participación del 90 y 10 por ciento, respectivamente.

Contempla la perforación de aproximadamente 380 pozos y la construcción de infraestructura clave, incluyendo planta de procesamiento, oleoductos, gasoductos e instalaciones complementarias.

Un proyecto marcado por la producción

La meta es alcanzar una producción de 70.000 barriles de petróleo por día. Tendrá dos etapas durante 2027: un primer módulo de 35.000 barriles diarios previsto para marzo, y un segundo que duplicará esa capacidad hacia julio. El esquema de inversión será escalonado, comenzando con los 2.400 millones de dólares iniciales y continuando luego con desembolsos anuales estimados en 370 millones de dólares durante diez años.

Con impacto en la zona de Rincón de los Sauces, está previsto que la dinámica del proyecto demande mayor infraestructura y asistencia de proveedores locales.

Neuquén sigue creciendo

Para la gestión del gobernador Rolando Figueroa, el proyecto ratifica el acompañamiento de las grandes operadoras dispuestas a invertir fuerte en Neuquén. La provincia impulsó a nivel nacional la incorporación de inversiones de upstream al RIGI, buscando mayor previsibilidad y estímulos para incrementar la producción energética.

En ese sentido, el mandatario destacó que el RIGI permite “generar condiciones para que las inversiones lleguen más rápido”, y valoró su aporte para proyectos de gran escala en Vaca Muerta.

La visita de Paolo Rocca

El CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, visitó el proyecto Los Toldos II Este junto a Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, y Alejo Calcagno, President South Region en Techint E&C, y supervisaron avances y dialogaron con equipos liderados por Sebastián Novillo. “La legitimidad del Grupo Techint se consigue con proyectos, inversión, compromiso con las comunidades y excelencia”, afirmó Rocca.

“En Argentina, nuestro compromiso con el desarrollo energético y el sistema industrial es total. Hace 80 años estamos construyendo una posición en el mundo que ha contribuido al desarrollo de la Argentina, pero sobre todo en su proyección hacia el exterior”, destacó Rocca.

6 abril, 2026

¿Privatizar o no? Qué dijo Horacio Marín sobre el futuro de YPF

El debate sobre la posible privatización de YPF reapareció durante la presentación de la ley ómnibus del gobierno de Javier Milei. En su versión inicial, la empresa figuraba entre las compañías sujetas a privatización, aunque luego fue retirada del proyecto ante la falta de apoyos legislativos. En ese contexto, Horacio Marín fue consultado sobre su posición personal.

El presidente y CEO de YPF contó que la misma pregunta surgió internamente cuando asumió la conducción. Pero aclaró que su rol no es intervenir en decisiones que corresponden a la política. Según explicó, su prioridad es exclusivamente la generación de valor para la compañía y sus accionistas.

En diálogo con radio Splendid, Marín recordó que las modificaciones estructurales de YPF requieren un amplio consenso institucional y que los empleados no son quienes deben involucrarse en ese tipo de definiciones.

Horacio Marín: “no soy quien decide su futuro”

Durante la entrevista, el ejecutivo relató cómo respondió cuando sus propios equipos le preguntaron por la eventual privatización. “¿A vos te parece que yo puedo opinar si tu amigo tiene que vender o comprar acciones? No. Yo soy un empleado de YPF y mi trabajo es generar valor para YPF”, afirmó.

El CEO remarcó que cualquier discusión sobre privatizar o no la compañía es una decisión que corresponde al Ejecutivo y al Congreso. Recordó que, por ley, un cambio de ese tipo exige más de dos tercios de aprobación en ambas cámaras, lo que lo convierte en un debate estrictamente político.

“Es una discusión del Estado, no de los empleados”

Marín insistió en que no le corresponde influir sobre decisiones de propiedad estatal. “Si el presidente Milei piensa que hay que privatizar, está en todo su derecho porque es el accionista. Es una discusión del Estado, no de los empleados de YPF. Todos los días tengo que venir a generar valor para YPF. Ese es mi trabajo”, aseguró.

5 abril, 2026

Horacio Marín consideró que los consumidores “no iban a poder aguantar” los aumentos completos de los combustibles

La evolución de los precios de los combustibles volvió al centro del debate público en medio de la volatilidad internacional. En este marco, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó cómo la compañía enfrentó el impacto de la guerra en el valor del crudo y qué criterios siguió para definir los ajustes en surtidores.

En diálogo con radio Splendid, el ejecutivo remarcó que la empresa buscó preservar el vínculo con los consumidores y evitar saltos abruptos que pudieran profundizar la caída del consumo interno. Marín aseguró que aplicar de inmediato todo el incremento internacional hubiera generado un efecto adverso en la economía doméstica.

Una decisión basada en consumo, demanda y reputación

Marín recordó que el escenario se volvió crítico cuando los precios internacionales del crudo saltaron cerca de 50 dólares por barril en cuestión de días. Ante esa situación, reunió al comité ejecutivo y planteó su preocupación por el efecto inmediato que tendría un traslado pleno a los surtidores.

“Yo tengo acá una preocupación. Tenemos 90% de margen positiva. Nos debemos a los consumidores porque son nuestros clientes. Esta es una situación transitoria, una guerra transitoria donde lleva los precios y un incremento de hasta 50 dólares por barril. Trasladarlo el primer día sería un golpe enorme al consumo”, aseveró.

Asimismo, Marín señaló que, desde una perspectiva de oferta y demanda, pasar de 70 a 120 dólares implicaba un salto que podía provocar una caída severa en el consumo, además de un impacto social difícil de sostener.

El compromiso de precios “honestos y morales”

El CEO sostuvo que el objetivo no era especular ni aprovechar la volatilidad global. Recordó que hace aproximadamente un año y medio hizo un compromiso público al afirmar que YPF tendría una política de precios “honesta y moral”.

“Nosotros vemos los resultados, generamos valor para los accionistas, pero también miramos a nuestros clientes. No vamos a especular. Cuando sube, sube; cuando baja, baja. No vamos a sostener aumentos artificiales”, consideró.

El ejecutivo destacó que la reputación de la empresa es un activo estratégico. “YPF es una empresa centenaria, es la marca de Argentina, y la gente debe sentir que no especulamos con ella”, afirmó Horacio Marín.

Impacto real, servicio y relación con el cliente

Marín afirmó que la empresa decidió trasladar solo el impacto real de los costos propios, sin adoptar el aumento total marcado por los mercados. Para ello, implementó un monitoreo diario del efecto en la estructura interna de costos.

“Decidimos trasladar al surtidor únicamente el impacto real en los costos. Día a día vamos viendo y ajustamos en función de eso, no en función del ruido internacional”, agregó.

El CEO también subrayó la importancia del servicio en las estaciones de la red YPF: baños limpios, buena gastronomía y atención diferencial. Todo, dijo, forma parte del vínculo de largo plazo que buscan sostener con los usuarios.

Caída en el consumo y ajuste con “buffer”

Además, Marín reveló que la empresa detectó una baja en el consumo en las últimas semanas. Por ese motivo decidieron administrar las variaciones con un margen de amortiguación.

“Ahora vemos que hay una bajada de consumo y por eso estamos haciendo un buffer”, indicó.

31 marzo, 2026

Exxon y Qatar Energy ponen en marcha Golden Pass LNG y alivian la tensión del mercado

La alianza entre Exxon Mobil y Qatar Energy alcanzó un hito clave en Estados Unidos con la primera producción de LNG en la planta de Golden Pass LNG, ubicada en Texas. La empresa informó que el proyecto avanza hacia su etapa operativa después de varios años de construcción y demoras. El inicio de actividades se da en un contexto global marcado por una oferta restringida.

Según Exxon, la terminal prevé despachar su primer cargamento durante el segundo trimestre del año, consolidándose como uno de los proyectos de exportación más grandes de Estados Unidos. El mercado internacional sigue de cerca el avance, ya que las tensiones en Medio Oriente afectaron directamente el abastecimiento mundial. Qatar, uno de los mayores productores, enfrenta una caída repentina en su capacidad.

La interrupción del suministro global se profundizó tras el conflicto en la región, que redujo temporalmente la producción de Qatar y tensionó los flujos hacia Asia y Europa. La aparición de nuevos volúmenes desde Estados Unidos busca aliviar parcialmente la presión sobre los precios, que se dispararon en las últimas semanas. En este escenario, el avance de Golden Pass LNG cobra mayor relevancia.

Capacidad de producción y reparto de volúmenes

El presidente y CEO de Golden Pass, Alex Savva, destacó que la primera producción marca la finalización del proceso de construcción, comisionamiento y puesta en marcha del primer tren de licuefacción. La compañía prevé que la planta, una vez completada, podrá producir hasta 18 millones de toneladas anuales, reforzando la posición exportadora de Estados Unidos en el mercado global del LNG.

Para la fase inicial, Train 1 añadirá 6 millones de toneladas anuales de nueva capacidad. El reparto del volumen se definió según la participación accionaria: QatarEnergy, con el 70% del proyecto, recibirá poco más de 4 mtpa, mientras que Exxon Mobil, propietaria del 30%, tendrá acceso a cerca de 2 mtpa. Ambas empresas afirmaron que el logro refuerza su compromiso con la seguridad operativa.

Exxon indicó que el avance refleja un trabajo sostenido en seguridad y eficiencia para alcanzar operaciones completas en los próximos meses. La compañía señaló que Golden Pass LNG fortalecerá la capacidad energética estadounidense y su rol como proveedor confiable en un mercado global cada vez más volátil. Al mismo tiempo, busca contribuir a estabilizar precios y cubrir la demanda creciente.

Impacto de la fuerza mayor en Qatar

El proyecto de Golden Pass LNG, valuado en 10.000 millones de dólares, atravesó demoras y sobrecostos desde su inicio en 2019, incluidos problemas derivados de la quiebra del contratista principal. La puesta en marcha del primer tren abre la etapa definitiva para que la terminal envíe sus primeros cargamentos desde Sabine Pass, lo que aportará estabilidad en un mercado presionado por disrupciones.

La empresa comunicó que la planta está preparada para sostener operaciones de licuefacción y cumplir con sus objetivos comerciales y estratégicos. Las interrupciones desde Qatar impulsaron con fuerza los precios asiáticos e incluso llevaron a algunos países a recurrir nuevamente al carbón o restringir exportaciones para enfrentar la emergencia energética.

30 marzo, 2026

La escasez de petróleo ya es real y Argentina debe moverse rápido con Vaca Muerta

El conflicto de Medio Oriente sacude el mundo. Las repercusiones no se hicieron esperar y el planeta ingresó en una etapa de incertidumbre total. Las alarmas sobre la dinámica del mercado energético se dispararon y se espera que la volatibilidad marque el rumbo debido a escasez de petróleo y gas. Sin embargo, el escenario es ideal para Vaca Muerta.

El vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, Ernesto Díaz, sostuvo que el sistema atraviesa una transición hacia una “fase distinta” de la crisis, marcada no solo por precios altos, sino por escasez física de petróleo, lo que tendrá implicancias macroeconómicas profundas.

Esa combinación de tensiones está generando un movimiento global que, a diferencia de otros shocks, excede la volatilidad del barril. Para Díaz, el problema está mutando hacia un escenario de estanflación energética, donde la inflación convive con un debilitamiento del crecimiento y un mercado incapaz de acomodar la oferta.

El especialista remarcó que este fenómeno ya empieza a ser visible en distintas regiones. En su lectura, el epicentro actual se ubica en Asia, donde varios países enfrentan señales claras de estrés energético vinculadas a costos, disponibilidad de combustibles y límites fiscales.

Asia y Europa en alerta por la escasez física

Los primeros impactos concretos aparecen en economías emergentes. Filipinas declaró una emergencia energética, mientras que Tailandia eliminó subsidios que provocaron aumentos inmediatos en los combustibles. Asimismo, Indonesia enfrenta restricciones en el sector petroquímico.

Díaz consideró que se trata de “destrucción de demanda forzada”, un evento que no estaba plenamente incorporado por los mercados.

En paralelo, Europa todavía mantiene un nivel de protección mayor gracias a inventarios equivalentes a 70–90 días de consumo. Sin embargo, Díaz advirtió que el margen es limitado y proyectó que, de mantenerse la tendencia actual, la región podría experimentar “tightness” en cuatro a ocho semanas y una escasez más generalizada entre ocho y doce semanas.

La lectura macro que plantea Rystad Energy es similar a la de otros analistas internacionales: mayor volatilidad financiera, inflación proyectada en torno a 4% para el G20 y un deterioro simultáneo de los principales indicadores manufactureros globales. En este cuadro, la energía vuelve a convertirse en el driver central del ciclo económico.

Las oportunidades para Argentina

En este contexto global, Díaz afirma que la situación abre una ventana estratégica para Argentina, especialmente para el desarrollo y la exportación desde Vaca Muerta. La escasez física de crudo fortalece el valor del petróleo exportable, así como las perspectivas futuras para el LNG, el LPG y el gas regional.

El ejecutivo señaló que el shale argentino deja de ser únicamente una historia de crecimiento y pasa a consolidarse como un “activo crítico” dentro del mapa global de seguridad energética. El posible desbalance entre oferta y demanda internacional aumenta el atractivo de recursos estables y de bajo riesgo geopolítico.

A ese escenario se suma un impulso adicional sobre las decisiones de inversión. Díaz afirmó que los precios altos combinados con riesgos crecientes de disrupción en el suministro mejoran la economía de proyectos midstream, aceleran la necesidad de infraestructura y refuerzan la urgencia de avanzar con un proyecto de GNL argentino competitivo.

Sin embargo, la advertencia apunta a la posibilidad de que Argentina no logre capitalizar esta oportunidad. En este marco, Díaz remarcó que el país debe escalar infraestructura, reducir cuellos de botella locales y garantizar estabilidad regulatoria. “La pregunta ya no es si puede, sino si va a hacerlo a tiempo”, subrayó.

30 marzo, 2026

Palermo Aike toma impulso: el nuevo polo shale que proyecta CGC con LNG por Chile

Palermo Aike se posiciona como el próximo gran desarrollo no convencional de la Argentina. El avance exploratorio de CGC, el respaldo técnico de YPF y una ventana internacional favorable para las exportaciones de gas abren un abanico de posibilidades en la Cuenca Austral.

El interés global por nuevas fuentes de energía, sumado al crecimiento del gas asociado en Vaca Muerta, abre un escenario donde la roca madre puede ganar un rol estratégico. De acuerdo con Hugo Eurnekian, el país necesitará ampliar infraestructura, asegurar contratos a largo plazo y diversificar corredores de exportación para capturar la nueva producción.

En este contexto, tanto las operadoras como el Gobierno de Santa Cruz consideran que Palermo Aike está atravesando una etapa decisiva. Con recursos estimados en miles de millones de barriles equivalentes, la cuenca podría transformarse en el segundo gran polo shale del país y un pilar de la economía provincial.

Palermo Aike, la hermana menor de Vaca Muerta

El CEO de CGC destacó que Palermo Aike reúne condiciones geológicas comparables a Vaca Muerta, pero con un nivel de incertidumbre cada vez menor gracias al progreso exploratorio reciente. La compañía avanzó en perforaciones, estudios y pruebas que permitieron acelerar la curva de aprendizaje junto a YPF, reduciendo riesgos y validando el potencial del play.

Con estimaciones que alcanzan los 10.000 millones de barriles de petróleo y más de 130 TCF de gas, el yacimiento se posiciona como uno de los recursos más relevantes fuera de la Cuenca Neuquina. Según los datos compartidos durante CERAWeek, el desarrollo podría escalar rápidamente en la medida que se consoliden más pozos y una infraestructura adecuada.

“Palermo Aike representa una oportunidad concreta para ampliar la frontera productiva de Argentina. Es un play con condiciones geológicas favorables, sobrepresión y un importante volumen de recursos”, consideró Eurnekian.

Las claves para escalar la producción

El crecimiento del gas asociado que traerán los próximos desarrollos petroleros exige un sistema de transporte más robusto. Eurnekian insistió en que la competitividad del país dependerá de expandir capacidad, asegurar precios estables y generar acuerdos de largo plazo con compradores regionales. Solo así la producción podrá transformarse en exportaciones sostenibles.

El posicionamiento de CGC en el midstream otorga un diferencial. La empresa participa en Transportadora de Gas del Norte y GasAndes, dos sistemas claves para conectar Argentina con Chile y Brasil. Estas redes permiten proyectar mercados regionales que podrían alcanzar hasta 50 millones de m³ diarios.

“Existen mercados concretos en la región con demanda de gas argentino. El desafío es garantizar precios competitivos, contratos de largo plazo y adaptar la infraestructura para capturar esas oportunidades”, aseveró.

Un proyecto de GNL por Chile para llegar a Asia

CGC presentó un proyecto brownfield de exportación de GNL que utilizará la infraestructura existente de TGN y GasAndes para transportar gas hacia Chile, donde se instalarían dos trenes de licuefacción con salida al Océano Pacífico. Este esquema permitiría acceder al mercado asiático con costos de inversión más bajos que los de un desarrollo greenfield.

La ubicación geográfica y el aprovechamiento de instalaciones ya disponibles convierten la propuesta en una alternativa competitiva. Además, la integración energética entre ambos países facilita la creación de un corredor transfronterizo eficiente, reduciendo tiempos de ejecución y ampliando la capacidad exportadora del país.

“Estamos dando un paso concreto para exportar GNL a través de Chile, reutilizando infraestructura existente y creando una nueva puerta de salida al Pacífico”, afirmó Eurnekian.

La visión de Santa Cruz

El ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, destacó que Palermo Aike será determinante para la transformación económica de Santa Cruz. La provincia ve en este proyecto no solo un futuro energético más robusto, sino también la posibilidad de ampliar empleo, atraer inversiones y diversificar la matriz productiva en la próxima década.

Álvarez explicó que el play presenta una complejidad adicional: se ubica 500 metros más profundo que Vaca Muerta, lo que exigió un proceso de aprendizaje técnico y nuevas metodologías de perforación. Sin embargo, los avances ya son palpables gracias al trabajo conjunto con YPF.

“Palermo Aike abrirá una puerta y una posibilidad enorme para Santa Cruz en la próxima década”, destacó el funcionario santacruceño.

El ministro detalló que YPF completó la primera locación y la segunda ya tiene un avance del 50%. Si los resultados exploratorios son positivos, el impacto económico será inmediato: se crearán empleos directos e indirectos y se estimulará la llegada de nuevos inversores interesados en producción no convencional.

Álvarez sostuvo que el desarrollo no solo beneficiará al sur provincial, sino que podría “absorber la capacidad de trabajo de la totalidad de la provincia”. Esto convertiría a Palermo Aike en un motor de crecimiento mucho más amplio que el de un proyecto energético tradicional.

24 marzo, 2026

Raia: el proyecto con el que Equinor expande su presencia en Brasil

La compañía Equinor inició la perforación de los primeros pozos productores e inyectores del proyecto Raia, uno de los desarrollos de gas natural offshore más relevantes de Brasil. La empresa confirmó que el avance marca una etapa clave hacia el inicio de operaciones previsto para 2028, consolidando a Brasil como uno de los destinos prioritarios dentro de su portafolio global de inversiones.

Veronica Coelho, country manager de Equinor en Brasil, destacó que el país sudamericano ocupa hoy un lugar central en la estrategia corporativa: “Brasil es el país donde más invertimos después de Noruega”, afirmó. Según la ejecutiva, Raia está diseñado para abastecer alrededor del 15% de la demanda interna de gas una vez que alcance su capacidad comercial.

El proyecto, que involucra una inversión total cercana a U$S 9.000 millones, prevé producir 16 millones de metros cúbicos de gas y 126.000 barriles diarios entre petróleo y condensado. Con esta iniciativa, Equinor refuerza su presencia en la zona del presal brasileño, donde ya opera el campo Bacalhau, actualmente en proceso de ramp-up.

Un proyecto de peso

La nueva campaña de perforación se está ejecutando con el drillship Valaris DS-17, que comenzó sus operaciones el 24 de marzo. El plan incluye seis pozos ubicados a unos 200 kilómetros de la costa y en profundidades cercanas a los 2.900 metros, lo que convierte a Raia en la operación de aguas ultraprofundas más exigente del portafolio de la compañía.

Geir Tungesvik, vicepresidente ejecutivo de Proyectos, Perforación y Abastecimiento, subrayó que Raia es hoy el mayor proyecto de Equinor en ejecución. “Estamos aplicando tecnología de clase mundial y décadas de experiencia offshore para avanzar hacia un inicio seguro en 2028”, sostuvo.

El desarrollo contempla la producción a través de un FPSO, encargado de procesar petróleo, condensado y gas. Este último será transportado por un gasoducto submarino de 200 kilómetros hasta la terminal de Cabiúnas, en Macaé, estado de Río de Janeiro. Según Equinor, el FPSO será uno de los más eficientes del mundo, con una intensidad de emisiones estimada en 6 kg de CO₂ por barril equivalente.

Un consorcio liderado por Equinor

Raia se ejecuta mediante una sociedad integrada por Equinor (35%), Repsol Sinopec Brasil (35%) y Petrobras (30%), combinando la experiencia técnica de las tres compañías en operaciones de aguas profundas.

Paralelamente, la empresa planifica nuevas actividades exploratorias en la cuenca Santos, incluyendo un pozo en el bloque S-M-1378 para 2027 y la evaluación de otro en el S-M-1617, ambos próximos a un descubrimiento anunciado por BP en 2023.

Equinor estima que el proyecto podría generar hasta 50.000 empleos directos e indirectos durante su ciclo de vida de tres décadas y convertirse en un pilar de la seguridad energética brasileña.

24 marzo, 2026

Paolo Rocca habló de la volatilidad global y defendió la oportunidad energética de Argentina

En medio de su disputa pública con Javier Milei, quien lo tildó de “empresario prebendario”, el CEO de Techint, Paolo Rocca, participó este lunes en un panel de la CERAWeek, la conferencia energética más influyente del mundo, donde analizó la volatilidad global y las oportunidades a largo plazo para la Argentina. Durante su intervención evitó referirse al cruce con el Presidente, y se enfocó en la estrategia corporativa ante un escenario internacional marcado por tensiones crecientes.

Rocca señaló que la compañía busca identificar sectores con una perspectiva sólida de inversión, incluso en entornos fragmentados. “La fragmentación y los conflictos pueden volverse parte intrínseca del sistema; aun así, a largo plazo veo oportunidades claras, especialmente en la producción de petróleo y la energía en Argentina, y es allí donde estamos concentrando nuestra atención e invirtiendo”, afirmó el ejecutivo, frente a una sala colmada de referentes de la industria.

La exposición tuvo lugar en el panel “Estrategia energética global: convergencia y competencia”, donde compartió escenario con el presidente de Google Cloud, Matt Renner, y el director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra. La moderación estuvo a cargo del vicepresidente senior de S&P Global Energy, Atul Arya.

La visión de Paolo Rocca

El ejecutivo profundizó en el impacto de la fragmentación global sobre la industria de servicios y, en particular, en cómo afecta los precios y la disponibilidad de energía. Mencionó la disparidad entre el precio del gas en Europa, en comparación con Estados Unidos, Argentina u otros mercados, lo que obliga a las empresas a ampliar su capacidad operativa para sostener cadenas de suministro robustas. “A veces es necesario duplicar inversiones en distintos escenarios geográficos para garantizar nuestra capacidad de prestación”, indicó.

El CEO subrayó que la volatilidad se ha convertido en el rasgo dominante del mercado energético, lo que obliga a replantear estrategias de abastecimiento. “La fragmentación de las rutas comerciales y otros eventos disruptivos exigen un sistema capaz de responder en todos los eslabones de la cadena”, sostuvo.

Durante la primera parte de su exposición, Rocca analizó el primer año del segundo mandato de Donald Trump y sus impactos globales. Señaló que las políticas arancelarias y el giro en la estrategia de descarbonización introdujeron un nivel de incertidumbre que afecta a todo el ecosistema energético. “Esto ha debilitado a varias organizaciones globales y ha modificado por completo las reglas del juego”, remarcó.

Competitividad industrial

Rocca también se refirió a la relación entre Canadá, México y Estados Unidos, un triángulo clave para la competitividad industrial del continente. Describió un escenario de negociaciones tensas, condicionado por los cambios arancelarios impulsados por la administración estadounidense. “Todo esto deriva en mayor volatilidad e incertidumbre”, advirtió, sumando además la escalada en el conflicto en Medio Oriente.

En el cierre del panel, el titular de Techint planteó la necesidad de redefinir cómo se mide la competitividad industrial en un contexto energético globalizado. Explicó que, para una compañía con operaciones que abarcan desde el mineral de hierro hasta servicios para la industria del petróleo y el gas, cualquier falla en un eslabón compromete el resultado final. “Por eso abordamos la estrategia desde una visión integrada”, precisó.

Al referirse específicamente a las cadenas de suministro, Rocca describió los desafíos derivados de la ruptura de relaciones comerciales y la dificultad para acceder a equipos fabricados en China o a materiales críticos. “La volatilidad actual nos obliga a diseñar alternativas y nuevos caminos para garantizar la provisión de servicios. Nuestra estrategia se adapta a esta realidad”, concluyó.

23 marzo, 2026

Oldelval inició la construcción del Proyecto Duplicar Norte

Oleoductos del Valle (Oldelval) anunció el inicio de la etapa constructiva del Proyecto Duplicar Norte, que contempla la construcción de un nuevo ducto troncal de 24 pulgadas y 207 kilómetros entre la Estación de Bombeo Auca Mahuida y la Estación de Bombeo Allen. Los trabajos previos a la obra comenzaron a fines de 2025 y estiman una puesta en marcha en marzo de 2027.

El proyecto Duplicar Norte permitirá incrementar progresivamente la capacidad operativa del sistema troncal hasta alcanzar valores cercanos a los 74.000 m3 diarios de crudo transportado hacia Allen, acompañando el crecimiento proyectado de producción en la Cuenca Neuquina.

La obra se estructura sobre tres ejes principales: la construcción del nuevo ducto troncal entre Auca Mahuida y Allen; repotenciación del sistema de bombeo; y la instalación de una nueva Unidad Automática de Medición (UAM ALVS) en el nodo Allen – CABO VMOS.

Los tres ejes de trabajo de Duplicar Norte

En cuanto a la construcción del nuevo ducto se ejecutará en dos etapas. En una primera instancia se desarrollará el tramo inicial, lo que permitirá incrementar el volumen transportado bajo condiciones operativas seguras. En una segunda etapa se completará el trazado restante, permitiendo alcanzar mayores capacidades de transporte y optimizar la operación del sistema en su conjunto.

Por su parte, la repotenciación del sistema de bombeo, incorporará adecuaciones en infraestructura operativa e integración a los sistemas de automatización existentes a lo largo de la traza.

Infraestructura para Vaca Muerta

Asimismo, se instalará una nueva Unidad Automática de Medición en Allen como parte del sistema de derivación hacia CABO VMOS. Esta instalación permitirá medir, controlar y asegurar la calidad del crudo derivado, garantizando precisión operativa y confiabilidad en la medición de los volúmenes transportados. La unidad comenzará operando con dos líneas de medición, con previsión de ampliación futura.

Con el inicio de la etapa constructiva de Duplicar Norte, Oldelval reafirma su compromiso con el desarrollo de infraestructura energética estratégica, consolidando su rol como operador clave para el crecimiento sostenible de la Cuenca Neuquina y el fortalecimiento del sistema de transporte de crudo a nivel nacional.

Adhesión al RIGI

En el marco del avance del Proyecto Duplicar Norte, Oldelval constituyó la sucursal dedicada “Oleoductos del Valle SDE”, que desde el 1 de marzo de 2026 se encuentra formalmente activa. La creación de esta sucursal constituye un paso clave en el proceso de adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), cuya presentación ya fue realizada ante las autoridades competentes.

18 marzo, 2026

El plan de Quintana Energy para perforar su primer pozo shale en Mendoza

El desarrollo de Vaca Muerta comienza a expandir sus fronteras más allá de Neuquén. En ese nuevo mapa energético, la provincia de Mendoza busca posicionarse como un nuevo polo de producción no convencional, con proyectos que empiezan a mostrar señales concretas de avance.

En ese contexto, Quintana Energy acelera su estrategia exploratoria en la denominada “lengua mendocina” de la formación. La compañía avanza sobre el bloque Cañadón Amarillo, donde proyecta perforar su primer pozo shale y consolidar una nueva área de desarrollo.

Un cambio de paradigma en Vaca Muerta

El CEO de la compañía, Carlos Gilardone, remarcó que la visión sobre el alcance geológico de Vaca Muerta cambió en los últimos años. “En un principio se pensaba que terminaba en Neuquén, pero hoy hay evidencia concreta de producción en Mendoza”, sostuvo durante su participación en Vaca Muerta Insights.

El ejecutivo destacó que ya existen antecedentes productivos en la zona, como los pozos en Altiplanicie del Payún, que confirman la presencia de la formación. A esto se suman perforaciones realizadas por YPF en áreas cercanas, como Paso Bardas Norte y CN VII, que arrojaron resultados positivos.

Cañadón Amarillo, en ese marco, aparece como un activo estratégico, con una extensión superior a los 100.000 acres dentro de la ventana de Vaca Muerta, lo que refuerza las expectativas de desarrollo.

Estudios clave y avance exploratorio

Como parte de su plan, la compañía completó una campaña sísmica de más de 200 kilómetros cuadrados, un hito relevante para la actividad hidrocarburífera en la provincia. Este trabajo permitió mejorar el conocimiento del subsuelo y definir con mayor precisión las áreas con potencial.

Además, la firma llevó adelante estudios de superficie en zonas como Sierra de Reyes, incluyendo relevamientos de afloramientos. Para estas tareas, contrató equipos especializados que ya habían trabajado en Neuquén, replicando metodologías utilizadas en el corazón productivo de Vaca Muerta.

El desarrollo contó también con el acompañamiento del Gobierno de Mendoza, que facilitó tareas técnicas mediante equipos de arqueólogos y antropólogos, necesarios para avanzar con las campañas en campo.

Negociaciones con YPF y el objetivo de perforar antes

Uno de los puntos centrales del proyecto es la posibilidad de adelantar la perforación del primer pozo shale. Inicialmente, el compromiso asumido por la empresa contemplaba ejecutar dos pozos de 1.500 metros hacia 2027.

Sin embargo, Quintana Energy analiza acelerar esos plazos. Para ello, mantiene conversaciones con YPF con el objetivo de compartir un equipo de perforación y un set de fractura, lo que permitiría reducir costos y tiempos de movilización.

El avance dependerá en gran medida del acceso a financiamiento y de los acuerdos operativos que puedan alcanzarse entre ambas compañías. De concretarse, el primer pozo podría perforarse antes de lo previsto.

Uno de los principales diferenciales del proyecto es la infraestructura existente en la zona. Según explicó Gilardone, el área cuenta con condiciones que permitirían avanzar rápidamente hacia una etapa productiva, en caso de obtener resultados positivos.

La compañía dispone de capacidad de compresión, almacenamiento de gas y facilidades operativas heredadas de desarrollos convencionales previos. Esto habilita un esquema de “drill to fill”, es decir, perforar y poner en producción en tiempos reducidos.